12月19日，海通國際發(fā)布名為《光熱儲能新模式，發(fā)展指日可待》的最新研報。

儲能助力新能源消納，新型儲能高速發(fā)展

報告指出，減少棄風棄光和提供輔助服務是需要儲能的主要原因。雙碳目標下，新能源風光發(fā)電的裝機量和發(fā)電量快速發(fā)展。2021年風光裝機量（6.4億千瓦）占總裝機量（23.8億千瓦）為26.7%，我們預計2025年風光裝機量（11.1億千瓦）占總裝機（30.5億千瓦）36.3%。預計2020-2025年風光裝機量CAGR增速分別為14.3%和17.1%。2021年風光總電量占比總發(fā)電量11.8%，根據(jù)國家能源局預計，2025年發(fā)電量占比為16.5%。研報預計，2020-2025年風光裝機量CAGR增速分別為14.3%和17.1%。

風光不穩(wěn)定性和波動性催生調峰調頻需求，儲能將大幅受益。新能源發(fā)電波動性強，不可預測性強。當新能源大量并入電網時，會增加電網的波動，電網安全性或將受到沖擊。對火電進行靈活性改造、發(fā)展調峰氣電或開發(fā)儲能（包括抽水蓄能和新型儲能）是理想的解決方案。

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計結果，2019H1，在電力輔助服務市場中只有火電從輔助服務市場收取的補償費用高于分攤費用。對于風電、光伏而言，其分攤費用都高于補償費用，特別是風電。

圖：補償后風力發(fā)電可與需求匹配

圖：2019H1電力輔助服務市場補償和分攤費用

儲能有利于新能源消納，減少棄風棄光。2021年我國風電和光伏利用率分別為96.9%和98%，處于較高水平。但是未來隨著風光發(fā)電量增大，消納難度增大。2021年西藏棄光率達到19.8%。青海的棄風率和棄光率為10.7%和13.8%。棄風棄光問題源于“三北”地區(qū)的系統(tǒng)調峰能力、跨省區(qū)外送能力無法支撐本地區(qū)新能源的大規(guī)模開發(fā)。儲能、（電跨區(qū)域傳輸（特高壓等）、轉變能量形態(tài)以達到跨區(qū)域傳輸（氫儲能）、在中東部地區(qū)等電需求量大的地方發(fā)展新能源（存在資源稟賦的桎梏，原因是國內光伏資源較好的地區(qū)為“三北”地區(qū)）和產業(yè)轉移，將高耗能行業(yè)轉移到風光資源好的地方可以有效解決棄風棄光問題。

表：2021年風電和光伏利用率（部分城市）

目前，世界上已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模209.4GW，同比增長9%。主要的抽水蓄能、新能儲能（鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池、壓縮空氣、飛輪儲能和氫儲能等）和熔融鹽儲熱，2021年全球占比分別為86.2%、12.2%和1.6%。其中抽水蓄能占比最高，但是2021年首次跌破90%的占比（下降4pct）；而新型儲能高速發(fā)展（+67.7%），累計裝機規(guī)模第二，為25.4GW，同比增長67.7%。2021年新增投運儲能裝機規(guī)模18.3GW，同比增長185%。美國、中國、歐洲、日韓和澳大利亞分別占新增投運儲能裝機規(guī)模的34%、24%、22%、7%和6%。

國內儲能市場以抽蓄為主，新型儲能快速發(fā)展。儲能增速高全球約21pct。2021年底，中國儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，同比增長30%。其中，抽水蓄能裝機規(guī)模最大，為39.8GW，同比增長25%，所占比重與下降了3個百分點；2021年底，新型儲能累計裝機規(guī)模達到5729.7MW，同比增長75%。

光熱儲能為什么重回視野？

報告指出，曾經光熱作為與光伏正面競爭的發(fā)電技術，由于度電成本降幅低于光伏，敗下陣來?，F(xiàn)如今，光熱作為儲能技術已不再只以度電成本與光伏競爭，由于其儲能的特性、經濟性和政府政策的支持，光熱的增長勢頭十分強勁，足以與各類儲能技術競爭，重回市場。

圖：光熱&光伏度電成本

長時儲能潛力巨大。由于光熱發(fā)電可以配置儲熱系統(tǒng)，因此，光熱發(fā)電機組可以沒有光照的條件下穩(wěn)定發(fā)電。如果儲熱系統(tǒng)的容量足夠大，機組可實現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電，光熱電站可以實現(xiàn)與光伏不同的穩(wěn)定發(fā)電。此外，還可替代部分火電，作為基荷能源，充分發(fā)揮其深度調峰的優(yōu)勢。

圖：西班牙Gemasolar電廠19.9MW機組(儲熱15h)一天0:00-23:50

圖：西班牙Gemasolar電廠19.9MW機組(儲熱15h)一周時間(右圖)的出力曲線

度電成本降低。第一批光熱示范項目多種技術路線LCOE在1.05~1.10元/kWh之間。首航高科2022年中標了三峽能源青海格爾木100MW光熱項目，金額為16.48億。我們假設100MW的光熱發(fā)電項目投資成本為16.5億元，假設利用小時為2000小時（德令哈50MW光熱電站利用小時數(shù)為2920h），在不考慮資本的時間價值和所得稅的情況下，估算得出度電成本為0.66元/kWh。

根據(jù)美國SEGSI&II光熱電站運行超30年后正式退役，報告保守假設光熱儲能電站壽命為20年。值得注意的是，此處不同于抽蓄和電化學儲能需額外再加充電成本，光熱儲能電站度電成本無需再加充電成本。

表：光熱發(fā)電度電成本測算

光熱儲能未來或為輔助服務市場的優(yōu)等生。光熱可以提供調峰和轉動慣量的服務，比于抽蓄和電化學儲能的優(yōu)點是，無需再額外增加充電成本，在電價高的時候，使用起來或更經濟；且相較于電化學儲能而言，光熱儲能安全性高。

此外，目前國家對光熱也有支持政策。例如新疆發(fā)改委發(fā)布的《服務推進自治區(qū)大型風電光伏基地建設操作指引（1.0版）》，中同規(guī)模的光熱對比4小時儲能，可以配置更多的光伏。但同時報告也指出，光熱也有其弊端，需在光照條件好的地方，同時占地面積大，未來主要是在集中式光伏電站旁邊建光熱儲能電站，例如大基地項目。

光熱儲能市場空間廣闊，招投標加速落地

在市場空間方面，報告指出光熱儲能市場廣闊，2021年新增光熱裝機容量較小，2022年開始，光熱招投標加速。

根據(jù)假設和測算，未來西北光伏大基地項目，75%左右大基地將配置光熱，配置比例11%，即24607*0.5*58.9%*75%*11 %≈597.86（萬千瓦）。

表：“十四五”新能源預計新增裝機量（單位：萬千瓦）

以10萬塔式EPC報價16.5億估算，光熱新增市場容量約為987億元。主要掌握技術的為首航高科和可勝，參與EPC的除這兩家外還有中國電建等。

注：如需獲取該研報，可添加微信號cspswd索取。